深度解读 | 为什么当前我国现货市场没有发现稀缺电力的价格

我国电力市场根据“中长期市场规避风险，现货市场发现价格”的原则建设。目前我国电力供应正处在相对紧张时期，各省按照“需求侧响应优先，有序用电保底、节约用电助力”次序开展电力保供工作，多省通过需求侧响应让用户调整负荷，而电力市场特别是现货市场并没有纳入电力保供的有效措施中。与需求侧响应中用户中断负荷的补偿标准相比，现货市场交易价格相对偏低。电力市场特别是现货市场原本就是用价格机制解决时段性电力供求平衡差异包括短缺的，为什么现货市场价格没有发现电力供应紧张时的稀缺电力价值，引导市场主体调整发用电行为实现供求平衡呢？

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：叶泽）

当前我国现货市场没有发现稀缺电力价格

什么是发现价格?

我们经常说电力现货市场发现价格，究竟什么是发现价格？从“发现”一词可以看出，所谓现货市场发现价格主要针对特殊的电力市场供求平衡情景，当市场供求平衡时，现货市场交易价格显然会以电力系统的发电成本为依据，即使不同电源的发电成本有差异，但是，市场主体仍然可以相对准确地估计出来，因此，不需要“发现”。当市场供不应求需要有序用电时，理论上，现货市场交易价格应该以边际用户的用电效用为依据，由于边际用户及其用电效用的不确定性和不可知，这时只能在理性假设的基础上，通过市场主体报价信息显示出来，发电企业可根据单位度电产值等信息试探性地报出一个估计的高价，而用户则肯定会报出一个不超过自己用电效用的价格。在一定的现货市场价格形成机制如集中竞价或系统购电成本最小规则下，现货市场就完成了“发现”价格的功能。如果是电力供应过剩情景，发电企业除简单地按边际成本定价外，可能还要考虑其他经济、技术因素，如享受了高额的补贴，或者面临高额的停机启动费用，发电机组可能会报出一个综合损失最小的价格。由于发电机组及其相关信息的不确定性和不可知，通过现货市场形成的价格及其机组组合才能“发现”发电企业的最小损失意愿。

发现价格同时意味着电力供求平衡。现货市场发现价格在强调价格不确定和市场发现机理的同时，其实揭示了电力供求平衡机制。对于瞬间电力供求平衡差异，现货市场根据市场主体申报价格负荷曲线，提供了一种基于价格变化的平衡机制。因此，电力市场包括现货市场本身就是一种最根本和最有效的保供机制。电力市场特别是现货市场价格高低实际上反映了电力供求平衡的程度。电价越高，说明供不应求程度越严重；电价越低，说明供过于求越严重。

为什么说当前我国现货市场没有发现稀缺电力的价格

目前，我国电力保供在不充分发挥现货市场价格机制的同时，却广泛和大力使用需求侧响应机制。

一方面，电力市场特别是现货市场价格相对平稳。

总体上看，目前我国现货市场结算试运行价格包括中长期市场月度集中竞价交易价格并没有充分反映当前电力供应紧张的情况。以广东电力市场为例，7月以来现货市场交易价格虽然整体呈现上升趋势，但是，上升幅度并不大，如图1所示，截至7月23日，广东现货市场日前均价为505.72元/兆瓦时，实时均价为551.99元/兆瓦时；现货市场交易价格与燃煤电厂基准价相适应且相对平稳。

7月31日，广东现货市场发电侧日前加权平均电价为0.7482元/千瓦时，广东多数地区高峰时刻日前节点电价超800元/兆瓦时，如图2所示。日前市场成交价最高为1.2299元/千瓦时。这个价格虽然较高，但是并没有触及1.5元/千瓦时的价格上限，更没有反映稀缺电力的价值如用户单位度电经济增加值。

与此同时，广东7月中长期交易价格也相对平稳，7月双边协商交易、挂牌交易和集中竞价交易价格分别为498.66元/兆瓦时、491.66元/兆瓦时和492.71元/兆瓦时，与燃煤电厂基准价加浮动比例基本适应。

另一方面，需求侧响应活跃而且补偿标准较高。

与电力市场特别是现货市场价格相对平静比较，目前，我国针对电力保供的需求响应机制却异常活跃，而且给出的价格也很高。在广东能源局、南方能监局提出的《广东省市场化需求响应实施方案》中，削峰响应补偿价格为0~4500元/兆瓦时，填谷响应价格为0~120元/兆瓦时。山东省电力需求响应包含紧急型削峰需求响应、经济型削峰需求响应、紧急型填谷需求响应及经济型填谷需求响应四种类型，在7月17日19时30分至21时30分的紧急型削峰电力需求响应中，全省共有1685户客户参与，最大响应负荷265.45万千瓦。山东电力需求响应补偿费用按两部制执行，电能量补偿价格按照现货节点价格4倍执行，容量补偿按响应的灵活性程度分为不超过2元/千瓦·月、3元/千瓦·月、4元/千瓦·月三个等级。电力需求响应补偿费用分摊机制明确了削峰需求响应补偿费用由省内现货市场全部工商业企业分摊，填谷需求响应补偿费用由省内核电、集中式新能源、火电机组等经营企业分摊。宁夏需求侧响应补偿费用按削峰2元/千瓦时，填谷0.35元/千瓦时的标准补偿。

总之，需求侧响应的补偿价格大幅度超过了现货市场价格上限和中长期市场交易价格。广东用户削峰价格最高为4.5元/千瓦时，是现货市场价格上限的3倍。需求响应补偿标准揭示了用户高峰负荷时段用电的效用或价值，也就是用户的失负荷价值。按照上面现货市场发现价格的解释，这个补偿标准本应该成为现货市场价格上限在现货市场中形成，即如果现货市场价格达到补偿标准，这些用户的高峰时段用电负荷会自然削减掉，而现在却需要用补偿的形式削减掉。

现货市场没有发现稀缺电力价格的原因

当前我国电力现货市场没有发现稀缺电力价格的表面原因是价格上下限管制，深层次原因是决策者缺乏对现货市场价格规律的准确把握。

现货市场价格上下限没有根据经济规律制定

由于缺乏对现货市场价格形成经济规律的正确认识，目前我国对现货市场价格特别是可能的高电价的态度存在不理性的敏感和限制。目前我国现货市场价格都设置了上下限，一般是上限为1.5元/千瓦时，下限是0.0元/千瓦时。这个价格上下限总体上是根据发电机组的会计成本确定。价格上限参考燃气发电机组最大发电成本确定，而价格下限则根据水电、光电和风电等机组的边际成本确定。根据上面对现货市场“发现”价格的解释，供求平衡场景的现货市场价格可以根据会计成本确定，而特殊的供不应求或者供过于求场景的现货市场价格则是根据机会成本确定。现货市场价格上限应在电力供不应求的场景中形成。目前我国现货市场价格上限显然偏低，因为没有考虑供不应求情景中，发电企业对自己优势地位的利用及其机会成本或收益。在发电机组和用户双方报价的情况下，用户根据用电效应理性报价的结果，会客观形成稀缺电力的价值；在发电机组单边报价的现货市场中，发电机组会在估计用户的机会成本的基础上报价，其结果也会形成稀缺电力的估计价值。电力供不应求越严重，高用电效用的用户报出的电价越高，发电机组估计的用户机会成本越大，现货市场价格上限也越大。与此类似，目前我国现货市场价格下限又显然偏高。在供过于求情景中，假设技术原因不能实现保障性全额消纳，享受高额补贴的光电和风电机组的最优报价策略显然不是零，而是以消纳为前提的以不低于单位度电补贴为依据的负电价，比如-0.50元/千瓦时。在这种情况下，如果把价格下限确定为零，可能产生新能源机组补贴损失，弃风弃光的资源环境损失和潜在用户的用电收入损失。国外现货市场价格上限与批发市场平均价格相差数百倍就是这样产生的。

这样形成的现货市场价格或上下限与发电成本差异很大，其中是否存在市场势力作用呢？比如在供不应求情景中，按用户效用从大到小排序交易后，效用为10元/千瓦时的用户成为边际用户，假设发电边际成本为1元/千瓦时，这时发电机组获得9元/千瓦时的净收益，而边际用户的净收益为零。虽然发电企业获得了超额收益，但经济学理论认为，这种收益是市场竞争结构作用的结果，不是市场势力作用的结果。相反，发电企业的超额净收益恰恰是市场需要释放的价格信号，能够引导投资者增加电力投资，尽快实现供求平衡。同样，在供过于求情景中，发电机组按边际成本甚至负电价交易也不是买方市场势力作用的结果，而是市场释放的需要减少电力投资的价格信号。

忽视了需求侧响应机制的应用条件

需求侧响应机制本身无可厚非，但是，在电力现货市场背景下，由于现货市场也能对电力供求平衡产生影响，两者之间的逻辑关系需要明确界定。理论上，如果现货市场价格形成机制设计合理，通过现货市场交易价格削峰填谷后，仍然有不能满足的负荷需求，这时可以通过支付补偿的形式即需求侧响应机制，引导用户调整用电行为，实现供求平衡。相反，如果市场价格机制不合理，比如存在价格上限管制，现货市场高峰负荷时段的电价低于用户机会成本，在这种情况下执行需求侧响应，以支付高额补偿的形式让用户放弃用电，就会产生用户没有尽到义务的情况下获得奖励的不合理结果。因此，需求侧响应机制的实施应该以现货市场或电力市场高峰电价机制作用到位为前提条件。目前，我国电力市场特别是现货市场高峰负荷电价形成机制由于过低的价格上限限制并不合理，现货市场高峰负荷电价明显偏低，在这种情况下实施需求侧响应，会产生“谁引起，谁受益”的不合理结果，甚至会产生需求响应反而加剧保供形势的负激励效果。

为什么要让现货市场发现价格

现货市场的意义就是在电力平衡中发现价格，而发现价格的根本原因又是最大限度地实现资源优化配置。

现货市场发现价格能够实现资源配置效益

基于经济规律的现货市场价格无论高低，都会产生资源优化配置效益。在电力供不应求时，基于用户用电效用的高电价能够把有限的电力资源安排给用电效用最大的用户，因而能够产生相对最优的资源配置效益。在供过于求时，基于发电机组损失最小的低电价甚至负电价能够最大限度地降低发电企业的损失，同样实现相对最优的资源优化配置效益。现货市场发现价格的资源优化配置效益往往通过具体的削峰填谷效应体现出来。如图3所示，红线所显示的负荷曲线中负荷变化幅度较大，负荷率较低，有最高的容量成本。如果采用需求侧响应，通过补偿用户削减部分高峰负荷，即图中蓝线显示部分，这时可降低系统容量成本。如果现货市场价格机制充分发挥作用引导用户削峰填谷，假设实现了水平负荷，即最大最小负荷相等，负荷率为100%；假设红线与绿线下的面积即电量相等，这样，在电量相同的情况下，绿色显示的通过现货市场发现价格的系统容量成本最小。目前我国各省份选择的是就是第二种即蓝线方案，应该选择第三种即绿线方案。

进一步分析，如果高峰负荷电价不按经济规律，不足够高，用户会相对更多地使用高峰负荷，为了满足这些负荷需求，必须增加更多的利用小时极低的发电机组及电网配套设施，产生更大的成本，这些成本最终由用户承担，结果使用户整体支付比按经济规律定价更高的电费。现货市场发现价格为电力保供提供了经济上最优的手段。包括需求响应在内的“半行政、半市场”和其他行政保供机制虽然也能够实现保供，但是，其整体上和长期内的成本必然高于现货市场价格机制。现货市场发现价格能够在资源优化配置的基础上形成发电企业、用户和电网企业三者利益共赢的结果，这是电力市场的本质属性和核心目标。

现货市场价格变化对市场主体利益的影响程度

与现货市场中电力负荷曲线的上下反复较大幅度的变化相适应，现货市场强调价格变化而不是价格水平，是价格方差而不是价格均值。理论上，较大和较小的价格方差可以有相同的价格均值，因此，现货市场价格变化并不一定对市场主体利益造成影响。也就是说，即使现货市场高峰负荷时刻的电价达到10元/千瓦时甚至更高，如果全年市场价格均值不变，那么在通过价格机制实现资源优化配置的同时，其实并不会对市场主体的利益格局产生任何影响。实际政策制定中我们一提到极高电价或极低电价，就认为对用户或发电企业不利、不符合国情，实际上至少犯了经验主义的错误。

如何让现货市场发现稀缺电力的价格

准确认识和充分发挥现货市场价格变化的经济规律

电力市场价格变化是客观经济规律。目前我国一方面强力推进电力现货市场建设，另一方面又对这个规律缺乏准确认识和充分运用。如果一说到偏高或偏低电价就不接受，根本不考虑市场价格均值，就说不符合国情，那就没有必要搞电力市场特别是现货市场。人为地限制市场交易电价水平，表面上看起来是为了维护用户利益，实际上会降低电力设施利用小时，使用户承担更大的成本，即损害用户整体和长期利益。如果现货市场价格限制在一个较窄的范围内，该高不高，该低不低，现货市场就只是一个时间颗粒度较小的中长期市场。如果电力市场包括现货市场不是为了取得资源优化配置效益，只是为了改变交易方式，那么市场交易电量规模或比例就没有任何意义，传统的厂网一体化集中调度体制和现在的市场体系结果相同，但运行成本显然更低。如果现货市场或电力市场价格机制不到位就实施需求响应，就会形成“谁引起、谁受益”或者“没有履行职责义务却拿奖金”的不合理结果，甚至诱导出更大的调峰负荷。山东需求响应方案中提出“谁受益、谁承担”的补偿费用分摊机制，问题是首先必须解决“谁引起”的源头问题。我国电力改革虽然已经实施20年，但是，在电力市场特殊经济规律的认识和运用上还存在明显的差距。

8月2日，广东电力交易中心发布《关于暂缓执行价格限制相关条款的通知》，决定暂缓执行原来设置的现货电能量报价上限和二级价格限值条款，希望产生准确的电力价格信号，引导用户侧调整用电并传导上游压力。尽管这种调整并没有充分反映现货市场价格规律，但是，却突破了目前国家和各省份对现货市场最高价格的心理线，为现货市场发现价格提供了更好的条件，探索了市场化电力保供机制。既然需求响应削峰补偿最高可达4.5元/千瓦时，为什么现货市场价格上限不能设置为4.5元/千瓦时甚至更高？享受需求响应补偿的用户本身就是高峰负荷的责任主体，应该承担相应的成本和执行更高的电价。针对目前的电力保供问题，要按照“现货市场或电力市场优先，需求侧响应补充，节约用电助力，有序用电保底”的原则执行。

设计基于典型情景价格测算的市场监管制度

如果放开现货市场和中长期市场价格，政府可能担心发电企业都会按上限报价。目前中长期市场就是这样，发电企业都按上浮20%报价。首先，更大范围的价格上下限不会必然地导致市场主体特别是发电企业获得超额收益或损失。国外电力市场一般没有价格下限，价格上限往往达到批发市场平均价格的百倍甚至数百倍，而且发电企业一般都是私有企业，却并没有出现发电企业获得超额收益的系统性问题。事实上，自电力市场改革以来，发电企业整体和多年都处于亏损或者微利状态。如果发电企业不是国有企业，目前的电力市场可能已经被迫中止，因此，至少目前市场不存在发电企业合谋报高价获取超额收益的问题。既然国外市场势力监管机制等可以较好地解决这个问题，我国发电企业是国有企业，政府对经济管理和控制的力度大，应该能够更好地解决这个问题。

其次，要进行典型情景的现货市场价格测算。现货市场情景不同，如市场供求平衡状态不同，发电成本结构不同，系统负荷特性不同，用户响应机制不同等，会有不同的价格形成机制和定价结果。比如，在正常供求平衡状态下，可使用会计成本定价，而供求不平衡状态下则需要以用户或者发电机组的机会成本定价。两种价格形成机制产生的定价结果差异很大。通过对可能出现的典型情景的价格形成机制与定价结果进行测算，能够为有效的市场监管制度设计提供科学的依据。目前我国现货市场没有开展相关工作，全年现货市场价格只有一个上下限，不能适用细分时间节点的价格监管，有些典型情景价格上限明显偏低，有些情景价格上限又偏高。

第三，要建立基于典型情景的市场力检测机制。根据上面的典型情景的价格测算结果，现货市场价格上下限可以分情景形成。市场主体报价后，市场势力监管机制首先分析和确定当时的情景类型，并选择相应的价格上下限参数，然后以这个参数作为市场主体是否使用市场势力的判别标准，并做出相应的处理，如低于标准值的通过，高于标准值的按标准值取值等。这样的市场价格监管机制在保证现货市场发现价格的同时，也限制了潜在的市场势力。

第四，建立年度发电企业市场交易均价和收益监管制度。在放开现货市场及中长期市场交易价格的同时，可以在目前发电机组基准价或标杆电价的基础上，建立发电机组年度交易均价与发电企业年度收益水平监管制度。通过年度交易均价与基准价或标杆电价的对比，分析电力市场交易价格的合理性及其对发电企业或用户收益的影响。针对目前我国发电企业特别是燃煤火电企业在电力市场中收益得不到保证的问题，通过建立发电企业年度收益水平监管制度，能够维护发电企业在电力市场中的正当权益和公平性，建立可持续的电力保供机制。